Por WORLD ENERGY TRADE
El declive de la producción de petróleo que la pandemia Covid-19 trajo a la formación Vaca Muerta en Argentina ya ha quedado atrás. La producción de petróleo de la reserva no solo se recuperó a niveles previos a la pandemia, sino que también alcanzó un máximo histórico de 124.000 barriles por día (bpd) en diciembre de 2020, revela un informe de Rystad Energy.
La formación Vaca Muerta tiene recursos recuperables económicamente de shale gas y tight oil de importancia global. El récord anterior de producción de petróleo antes de diciembre se estableció en marzo de 2020, cuando la producción alcanzó los 123.000 bpd.
De mantenerse el nivel actual de actividad, el ascenso puede continuar hacia el rango de 145.000 a 150.000 bpd para fines de 2021.
A diferencia de la producción de petróleo, la producción de gas de Vaca Muerta siguió disminuyendo durante el cuarto trimestre debido a un menor consumo estacional.
Si bien la actividad de los pozos en la zona de gas de Vaca Muerta se mantuvo deprimida en los últimos tres meses del año pasado, con pozos literalmente con cero gas puestos en producción, los pozos puestos en producción (put-on-production – POP) de petróleo se recuperaron bruscamente en noviembre y diciembre, lo que llevó el conteo de nuevos pozos de petróleo a un promedio de alrededor de 11 pozos por mes, dice Artem Abramov, director de investigación del sector shale en Rystad Energy.
La producción bruta de gas cayó, por primera vez en diciembre pasado, a menos de 900 millones de pies cúbicos por día (MMcfd).
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Hace 4 años YPF representó aproximadamente el 95% de la producción de petróleo shale de Vaca Muerta, con la mayoría de los volúmenes provenientes de Loma Campana, su área de empresa conjunta con Chevron.
En los últimos cuatro años, otros productores como Shell, Pan American, Vista, ExxonMobil y PlusPetrol han intensificado sus actividades en la ventana petrolera de la zona para representar gradualmente una parte mayor de los volúmenes.
A diciembre de 2020, YPF aún no ha regresado a su récord de producción de petróleo en Vaca Muerta anterior al Covid-19 y, por lo tanto, la recuperación de la obra fue impulsada principalmente por productores con programas de capital agresivos planificados para 2020.
Específicamente, Vista produjo 15.000 bpd de petróleo y Shell lo siguió con 13.000 bpd en diciembre, lo que debería considerarse como nuevos máximos históricos en la cuenca para ambos operadores.
Tanto TecPetrol como YPF, los dos mayores productores de gas de Vaca Muerta, tuvieron que implementar reducciones considerables de producción en el cuarto trimestre, una práctica que se ha vuelto común para hacer frente al descenso en el consumo por motivos estacionales.
Además de los desafíos de infraestructura, la incertidumbre en torno al futuro de los subsidios para la producción de gas no convencional de Vaca Muerta también ha afectado las operaciones.
Si bien la ventana de gas de Vaca Muerta ofrece un amplio potencial para el desarrollo comprobado de bajo costo, Rystad Energy sigue siendo conservador sobre las posibilidades de que la porción de gas del juego crezca sustancialmente en el mediano plazo.
La intensidad de la arena de las fracturas sigue aumentando, mientras que la intensidad del fluido de las fracturas en la obra se aplana. Esto sucede cuando los operadores adaptan las terminaciones de mayor densidad de arena después de que terminan la transición a aguas resbaladizas, y también se observó en cuencas no convencionales de EE. UU. Hace varios años.
Los operadores de Vaca Muerta están haciendo esfuerzos para implementar las mejores prácticas utilizadas en EE. UU. para terminación de pozos no convencionales.
La velocidad promedio de terminación, medida en metraje lateral por día o en arena fraccionada bombeada por día, se ha más que duplicado desde 2016.
En el segundo y tercer trimestre de 2020, los operadores de Vaca Muerta promediaron alrededor de 900 pies y alrededor de 2.3 millones de libras por día. Gracias a la adaptación gradual de operaciones de fracturamiento hidráulico más eficientes en comparación con el enfoque heredado de fractura única en la fase de delimitación de acres.
La productividad ha mejorado aún más
A diferencia de las principales cuencas no convencionales de EE. UU., donde los operadores han alcanzado en gran medida un punto de inflexión, el desarrollo petrolero de Vaca Muerta recién ahora está entrando en un modo de fabricación, aunque la desaceleración también ha inducido un cierto grado de clasificación alta.
Se ha observado mejora del 6% al 7% en la mayoría de las métricas de productividad de pozos de petróleo de Vaca Muerta entre 2019 y 2020.
Si bien aún no se han logrado algunas eficiencias de costos, Vaca Muerta ya compite con las mejores cuencas de shale oil de EE. UU. en Texas y Nuevo México desde una perspectiva de productividad de pozos.
El rango de recuperación final estimada (EUR) de dos flujos (petróleo y gas) para las terminaciones recientes de Vaca Muerta es comparable a lo que se obtiene en las áreas de Midland y Eagle Ford de EE. UU.
Las proporciones de gas a petróleo son extremadamente bajas, incluso más que las de Bakken, ayudan a Vaca Muerta a lograr un flujo de crudo superior en EUR por pie lateral.
Esto enfatiza el hecho de que los productores de petróleo de Vaca Muerta casi no tienen exposición a las economías del gas y los líquidos de gas natural (LGN), mientras que los productores en los EE. UU. enfrentan un impacto particularmente alto en su economía general durante las recesiones en los mercados de gas y LGN.
Como resultado, Rystad Energy argumenta que los precios de equilibrio del petróleo en boca de pozo PV10 (valor presente, 10%) en Vaca Muerta ya están al mismo nivel que los mejores mercados de petróleo shale de EE. UU.
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